任重道远_能谱网,隔墙售电

近日,江苏省发布的《江苏省分布式发电市场化交易规则》,再次让“隔墙售电”成为电力市场关注焦点。

每次隔墙售电政策的变化都如同投入平静湖面的一颗石子,总能在行业中激起圈圈涟漪。

为加快推进分布式能源发展,国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,明确2018年1月31日前,试点地区完成分布式发电市场化交易平台建设、制订交易规则等相关工作,自2018年2月1日起启动交易。

根据文件:35kV以下电压等级、规模≤20MWp的分布式项目,可以与配电网内就近与符合要求的电力用户进行交易;交易电量需要缴纳:过网费、政府性基金及附加。

12月9日,江苏能监办发布的《江苏省分布式发电市场化交易规则》,不仅让隔墙售电再次成为电力市场关注的焦点,也标志着国内首个省级分布式发电市场化交易规范性文件的正式诞生。

分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。分布式发电就近利用清洁能源资源,能源生产和消费就近完成,具有能源利用率高,污染排放低等优点,代表了能源发展的新方向和新形态。目前,分布式发电已取得较大进展,但仍受到市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素的制约。

这意味着,分布式项目的发电量可以较大范围交易,项目不必再局限于绑定一个用户,而是有多种选择,可以很好的解决可再生能源尤其是分布式光伏业主的稳定性和电费难收两大顽疾。

实际上,这是自2019年以来,隔墙售电第三次取得可喜的突破。

金莎娱乐官网最全网站,为了进一步提升市场化程度,《通知》明确了分布式发电市场化交易的几种机制:

“相比自发自用项目,隔墙售电用户选择灵活,解决了自发自用项目用户用电不稳定这一痛点;相比全额上网项目,隔墙售电可以获得一个相对较高的交易电价;而与常规电力交易相比,隔墙售电是买卖双方都可得利的模式,免交最高电压等级输配费用和交叉补贴减免带来的空间,使得买卖双方都能从中获益”,一位业内资深人士如数家珍地告诉能见。

早在2017年国家能源局下发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中就已明确的隔墙售电政策,但在正式推进过程中却遭遇重重阻碍,而作为先行军的分布式市场化试点交易亦迟迟无法推开。

分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易,向电网企业支付过网费。交易范围首先就近实现,原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。

然而,如此被业界看好,且早在2017年国家能源局下发的《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中就已明确的“隔墙售电”政策,在正式推进过程中却遭遇重重阻碍,而作为先行军的分布式市场化试点交易亦迟迟无法推开。

所幸,2019年终于迎来转折。今年5月,第一批平价上网项目批复了26个分布式市场化交易园区试点,充分肯定了隔墙售电的发展潜力。

分布式发电项目单位委托电网企业代售电,电网企业对代售电量按综合售电价格,扣除过网费后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。

所幸,虽然过去两年项目没有进展,但自2019年以来依然取得了可喜的突破。2019年5月,第一批平价上网项目批复了23个分布式市场化交易园区试点,再次肯定了“隔墙售电”的发展潜力。

9月,江苏省发布《江苏省分布式发电市场化交易规则》,即使文件并非终版,但仍被翘首以盼。

电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量,但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

9月12日,江苏省发布《江苏省分布式发电市场化交易规则》,即使文件明确只有纳入试点的项目才允许实行此交易规则,但仍被业界“翘首以盼”甚至视为“拐点已至”,足见其突破性的进展。

而此次在征求意见稿的基础上再次完成升级的《江苏省分布式发电市场化交易规则》的正式出台,更是被部分业内人士视为拐点已至甚至乐观的认为隔墙售电终于迎来破局。

国家能源局有关负责人解释说:考虑各地区推进电力市场化交易的阶段性差别,可采取以上其中之一或多种模式。

那么,“隔墙售电”到底是怎么回事?现在发展到了哪个阶段?为何分布式市场化试点交易迟迟无法落地?

那么,被寄予厚望的隔墙售电到底是怎么回事?为何分布式市场化试点交易迟迟无法落地?此次发布的文件相较于征求意见稿又有何不同之处?能否打破行业壁垒?

东吴证券分析师曾朵红认为,此前分布式光伏主要包括自发自用、余电上网和全额上网两种模式,由于受限于用电企业的稳定性问题,存在电费收取困难等风险因素,分布式光伏电站运营商往往会选择收益率较低、但是交易方为信誉较高的电网企业的全额上网模式。如今,新政实现了隔墙售电,有电网企业作保障,上述问题将得到有效解决。

众望所归的“隔墙售电”

隔墙售电众望所归

考虑到分布式发电项目的特殊性,《通知》提出,试点地区可依托省级电力交易中心设立市级电网区域分布式发电交易平台子模块,或在省级电力交易中心的指导下由市级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算,电网企业负责交易电量的计量和电费收缴。

所谓“隔墙售电”,就是允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者,而不是必须先低价卖给电网,再由用户从电网高价买回。这一模式可以让能源消费者成为“生产投资型消费者”,赋予他们参与可持续发展的权利,同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型,可谓意义重大。

所谓隔墙售电,就是允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边的能源消费者,而不是必须先低价卖给电网,再由用户从电网高价买回。这一模式可以让能源消费者成为生产投资型消费者,赋予他们参与可持续发展的权利,同时还可以促进电网企业向平台化服务的战略转型,可谓意义重大。

记者了解到,此次试点对分布式发电交易的项目规模做了严格要求。参与分布式发电市场化交易的项目,接网电压等级在35千伏及以下的项目,单体容量不超过20兆瓦。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦,接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

而为推动“隔墙售电”长足发展,自2017年起,国家相关部门出台了一系列支持政策。

相比自发自用项目,隔墙售电用户选择灵活,解决了自发自用项目用户用电不稳定这一痛点;相比全额上网项目,隔墙售电可以获得一个相对较高的交易电价;而与常规电力交易相比,隔墙售电是买卖双方都可得利的模式,免交最高电压等级输配费用和交叉补贴减免带来的空间,使得买卖双方都能从中获益,一位业内资深人士如数家珍地告诉能见。

这份文件最关键的突破是明确了分布式发电项目与电力用户交易的过网费。有此政策,分布式发电将迎来爆发式发展。清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江举例说,比如北京顺义区的航空港有大量的物流屋顶,面积大而自用电量小,现在可以卖给110千伏变电站下的其他用户,才几分钱的过网费,而这样的屋顶有很多很多。

2017年3月,国家能源局综合司下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》意见的函,提出:分布式发电项目单位可以与配电网内就近电力用户进行电力交易;电网企业承担分布式发电的电力输送和组织电力交易的公共服务,按政府核定的标准收取输配电费用。

为推动隔墙售电长足发展,自2017年起,国家相关部门出台了一系列支持政策。

在过网费核算上,在遵循国家核定输配电价基础上,将考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电过网费标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。值得注意的是,电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务,除向分布式发电项目单位收取政府核定的过网费外,其他服务包括电量计量、代收电费等,均不收取任何服务费用。

同年5月,国家发改委、能源局印发《新能源微电网示范项目名单》,明确允许新能源微电网示范项目投资经营主体负责新能源微电网范围内用户的供电、供冷等能源服务,价格由买卖双方协商确定。

2017年3月,国家能源局综合司下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》意见的函,提出:分布式发电项目单位可以与配电网内就近电力用户进行电力交易,电网企业承担分布式发电的电力输送和组织电力交易的公共服务,按政府核定的标准收取输配电费用。

在业界比较关注的补贴方面,《通知》明确,纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围,按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低;风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价相减确定并适度降低。经济日报记者
王轶辰

还是在同年的10月底,国家发改委和能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,就分布式发电遇到的市场化交易程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案。

同年10月底,国家发改委和能源局联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,就分布式发电遇到的市场化交易程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案。

随后仅一月有余,国家发改委办公厅和能源局综合司又于2017年12月28日,下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》,进一步明确分布式发电市场化交易试的有关事项。

随后仅一月有余,国家发改委办公厅和能源局综合司又下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》,进一步明确分布式发电市场化交易试的有关事项。

2018年4月,国家发改委和能源局将分布式能源隔墙售电作为落实能源革命,推动电力改革、发展可再生能源和应用能源新技术的重要突破口。

2018年4月,国家发改委和能源局将分布式能源隔墙售电作为落实能源革命,推动电力改革、发展可再生能源和应用能源新技术的重要突破口。

国家电网新任董事长寇伟也曾在职代会上表示,要把国家电网建设成为枢纽型、平台型和共享性企业。不仅是各种发电与用户之间的枢纽,也是各种能源互换的枢纽,让消费者成为生产者。

国家电网新任董事长寇伟也曾在职代会上表示,要把国家电网建设成为枢纽型、平台型和共享性企业。不仅是各种发电与用户之间的枢纽,也是各种能源互换的枢纽,让消费者成为生产者。

“国网要完成企业战略转型,分布式能源隔墙售电是一个关键性截面,而寇伟董事长和国家电网新一届党委清楚地认识到这些问题,不回避、不推诿、不迁就,一针见血直面矛盾,让我们看到了希望。”一位分布式光伏从业者说。

至此,身兼重任又得到各方认可和支持的隔墙售电仿佛近在迟尺。

至此,光伏成本下降已经完美实现,储能成本也在快速下降,分散式风电和天然气分布式能源的竞争性也在不断加强,用户直接参与能源生产的条件越来越好,身兼重任又得到各方认可和支持的“隔墙售电”仿佛近在迟尺。

隔墙售电难以落地

无法厘清的“过网费”

然而,理想很美满,现实很打脸。分布式发电市场化交易试点文件在2017年10月发布以来,两年过去了,试点却迟迟无法落地。

然而,理想很美满,现实很打脸,分布式发电市场化交易试点文件在2017年10月发布以来,马上满两年,但试点却迟迟无法落地。

细究下来,其难点主要在于两大方面:1.申报分布式发电市场化交易试点所需材料中诸多文件都需要电网公司出具,电网公司又怎会给与自己争利的项目出具支持文件呢,而文件不全便成为限制试点项目申报的掣肘;2.电网公司对物价主管部门施加影响,使得过网费难产,即便是启动过网费起草研究的地区,电网公司也游说物价主管部门制定极高的过网费标准,降低分布式发电项目盈利水平。一位业内资深人士告诉能见。

细究下来,与至今无法厘清的“过网费”有很大关系,即使在本次江苏的征求意见稿中,对过网费的表述上也并不清晰,只说过网费按照国家及省有关规定执行。

所幸,一直难以落地的隔墙售电在2019年迎来了转折。

据知情人士透露,虽然国网总部在众多公开会议上明确表示支持国家各项电改政策,但尴尬的“过网费”依然让部分地区电网公司不认可完全放开隔墙售电计划。同时,该人士还透露,作为这次省级文件首发的江苏省,也是中国主要电力市场省份,其个别地市不少新上的售电项目均未获得批复。

今年5月,第一批平价上网项目批复了26个分布式市场化交易园区试点,终于为停滞不前的隔墙售电带来了一丝曙光。同时也再次让业内看到了隔墙售电的发展潜力。

同样在我国的主要电力市场省份——广东,“过网费”也很尴尬。2018年3月,广州市发改委组织召开分布式发电市场化交易方案编制研讨会,其中增城区上报的方案中10千伏一般工商业用户“过网费”达度电0.3099元。

4个月后,再次传来喜讯。今年9月,江苏省发布的《江苏省分布式发电市场化交易规则》。根据文件:35kV以下电压等级、规模20MWp的分布式项目,可以与配电网内就近与符合要求的电力用户进行交易;交易电量需要缴纳:过网费、政府性基金及附加。

对此,清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江在其微信公众号上公开指出,该价格并未按照1901号文中对“过网费”的定义测算,其中很大部分是交叉补贴。

这意味着,分布式项目的发电量可以较大范围交易,项目不必再局限于绑定一个用户,而是有多种选择,可以很好的解决可再生能源尤其是分布式光伏业主的稳定性和电费难收两大顽疾。

实际上,分布式发电中的“过网费”采用电压等级为单一衡量维度,但目前的电价体系中包含政策性交叉补贴,而交叉补贴又是多层次、多维度的体系,可能存在于同一省区不同地市之间,工商业与居民用户之间等等,相互交错。因为有交叉补贴的存在,分布式发电市场化交易的“过网费”很难用“电压等级扣减”的思路算清楚。

值得注意的是,虽然江苏发布的征求意见稿取得了重大突破,但文件明确只有纳入试点的项目才允许实行此交易规则,并且其对过网费的表述依然不清晰。

何继江主任在此前接受能见专访时也曾表示,核算过网费采用差价法是非常明确的,有的省采用差价法算出的过网费比较低,这反映了当地配网的建设管理和投资管理水平很高,这对其他市场主体在当地开展增量配电网建设是极大的挑战。如果电网公司也认为这个过网费太少,那可能就需要当地政策组织对配电价格进行重新核算,也要特别注意对分电压等级配电网成本进行核算。

此外,据知情人士透露,虽然国网总部在众多公开会议上明确表示支持国家各项电改政策,但尴尬的过网费依然让部分地区电网公司不认可完全放开隔墙售电计划。该人士还透露,作为这次省级文件首发的江苏省,也是中国主要电力市场省份,其个别地市不少新上的售电项目均未获得批复。

“隔墙售电”路还很长

诸多的不确定性,让仿佛触手可及的隔墙售电又一次变得扑朔迷离起来。

除了无法算清的“过网费”,拿到电网的消纳意见也是试点在申报过程遇到的主要阻碍之一。

隔墙售电新政破局

何继江说,“《电网接入及消纳意见》、《电网服务承诺》等材料都需要当地电网来出具。试点地区的发改委及相关筹备单位与电网公司进行了大量沟通协调工作,有的得到了消纳承诺函,有的得到了不同意试点的拒绝函,还有的只得到口头的说法,未获得任何书面材料。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持,提供发用电计量、电费收缴等服务,这些都增加了电网企业的运营成本。特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格,与全部由电网企业供电相比,这部分电量对应的电网企业的售电收入就减少了。项目试点是影响电网企业利益的,获取电网企业的消纳承诺函相当不容易。”

在征求意见稿发布近4个月之际,被千呼万唤的《江苏省分布式发电市场化交易规则》正式出台。

除此之外,分布式发电与增量配网试点也有千丝万缕的联系。根据1901号文,分布式发电参与市场化交易的其中一种模式是电网企业按照规定收取“过网费”,这将直接影响增量配网的营收。同时,由于电网规划超前于分布式发电项目准入,当区域电网大规模接入分布式发电时,将间接增加增量配电网冗余投资,电力电量平衡也将影响到配电价格的核定。

针对业内讨论最激烈的过网费定义不清,有可能成为隔墙售电的阻碍这一观点,此次正式稿中也有了相关变动。

另一方面,根据相关政策文件,区域内分布式发电项目,由电网企业支付国家度电补贴,由于可能生能源电费补贴往往滞后,将对增量配网运营商的资金流产生影响。采用配网代收,省级电网代缴可再生能源补贴的模式,将进一步影响资金运作。

相比意见稿,正式稿中删除了用户自主交易,自主决定进入或退出交易市场的规定。

如今,随着江苏省《江苏省分布式发电市场化交易规则》的下发,分布式发电市场化交易似乎已箭在弦上,但尴尬的“过网费”依然无法厘清,电网的消纳承诺也没有得到有效保障,分布式能源市场化交易试点的落地依然任重道远。

电网企业的权利和义务中,由意见稿的按规定收取输配电费等改为按规定收取过网费等。

删除了省发改委可根据用户侧峰谷分时电价损益情况统筹考虑峰谷电价调整的内容;

分布式发电项目当月上网电量超出当月市场化交易实际结算电量部分,由电网企业按当年对应标杆电价收购改为按当年对应基准价收购。

当月分布式交易结算电量低于交易约定的分月电量计划时,用户实际用电量或分布式交易分月电量计划的取小值超出结算电量部分,由用户以保底供电的价格向电网企业购买改为由用户按照政府核定的目录电价向电网企业购买。

因不可抗力因素导致的合同电量执行偏差,报江苏能源监管办和政府主管部门同意后改为报江苏能源监管办和省发展改革委(能源局)同意后,由所有市场主体共同分摊相关费用。

如今,尽管政策已经打破了隔墙售电这堵墙,但是跨越这堵墙还需电力体制改革提供攀登的梯子。我们相信,随着电力体制改革的深入,电力交易更加市场化,来自电力用户降成本的需求也会倒逼电网公司适应更为灵活的交易机制。

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